RU2510454C2 - Oil and/or gas extraction system and method (versions) - Google Patents
Oil and/or gas extraction system and method (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2510454C2 RU2510454C2 RU2011105154/03A RU2011105154A RU2510454C2 RU 2510454 C2 RU2510454 C2 RU 2510454C2 RU 2011105154/03 A RU2011105154/03 A RU 2011105154/03A RU 2011105154 A RU2011105154 A RU 2011105154A RU 2510454 C2 RU2510454 C2 RU 2510454C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- oil
- composition
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 135
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 116
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 94
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 50
- 239000012754 barrier agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 210
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 145
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 83
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 64
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 34
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 15
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 9
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 4
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000015096 spirit Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 41
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- -1 heterocyclic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к системам и способам добычи нефти и/или газа.The present invention relates to systems and methods for producing oil and / or gas.
Уровень техникиState of the art
Для повышения нефтеотдачи месторождений могут повсеместно использоваться методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Наряду с традиционными способами добычи нефти для повышения нефтеотдачи коллектора могут быть использованы три основных типа МПНО: термический, реагентный/полимерный и газоинжекционный, с помощью которых можно продлить жизнь месторождения или повысить коэффициент нефтеотдачи.In order to increase oil recovery in fields, oil recovery enhancement methods can be used everywhere. Along with traditional methods of oil production, three main types of MPPOs can be used to increase oil recovery: thermal, reagent / polymer, and gas injection, which can be used to extend the life of the field or increase the oil recovery coefficient.
Термически стимулируемая добыча осуществляется путем подачи к коллектору тепла. Наиболее широко распространенной формой является вытеснение нефти водяным паром, который снижает вязкость нефти до такой степени, что она приобретает способность течь в направлении добывающих скважин. Закачивание реагентов повышает отдачу благодаря ослаблению капиллярных сил, которые запирают остаточную нефть. Закачивание полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой водой. Закачивание смешивающейся среды действует подобно закачиванию реагентов. Благодаря закачиванию способной смешиваться с нефтью текучей среды создается возможность добывать запертую остаточную нефть.Thermally stimulated production is carried out by supplying heat to the collector. The most common form is oil vapor displacement, which reduces the viscosity of the oil to such an extent that it acquires the ability to flow in the direction of production wells. The injection of reagents increases the return due to the weakening of the capillary forces that block the residual oil. Injection of polymers increases the efficiency of oil displacement by injected water. Pumping a miscible medium acts like pumping a reagent. By pumping a fluid that is miscible with oil, it is possible to produce locked residual oil.
Обратимся к фиг.1, на которой иллюстрируется система 100 существующего уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности расположена добывающая установка 110. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Один из участков пласта 106 обозначен позицией 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 в направлении к добывающей установке 110. Газ и жидкость разделяются, после чего газ хранится в газохранилище 116, а жидкость хранится в хранилище 118 для жидкости.Turning to FIG. 1, the
В патенте США №7225866 раскрыто, что образованный горючими сланцами пласт можно обрабатывать с помощью термического способа in situ. Из такого пласта можно добывать смесь углеводородов, H2 и/или пластовые флюиды. К пласту может подводиться тепло с целью повышения температуры какого-либо участка пласта до температуры пиролиза. Для нагрева пласта могут использоваться тепловые источники. Тепловые источники могут быть расположены внутри пласта в определенном порядке. Патент США №7225866 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.US Pat. No. 7,225,866 discloses that a formation formed by oil shale can be treated using an in situ thermal process. A mixture of hydrocarbons, H 2 and / or formation fluids can be produced from such a formation. Heat may be supplied to the formation in order to raise the temperature of a portion of the formation to the pyrolysis temperature. Heat sources can be used to heat the formation. Heat sources can be located inside the formation in a specific order. US patent No. 7225866 is fully incorporated into this application by reference.
В публикации одновременно поданной патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая механизм для извлечения из подземного пласта нефти и/или газа, которые содержат одно или более сернистых соединений; механизм для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытых нефти и/или газа в сероуглеродную композицию; и механизм для выпуска по крайней мере части сероуглеродной композиции в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.U.S. Patent Application Publication No. 2006/0254769, published Nov. 16, 2006 and having patent attorney registration number TH2616, discloses a system including a mechanism for extracting oil and / or gas from an underground formation that contains one or more sulfur compounds; a mechanism for converting at least a portion of the sulfur compounds from the produced oil and / or gas into a carbon disulfide composition; and a mechanism for releasing at least a portion of the carbon disulfide composition into the formation. US Patent Application Publication No. 2006/0254769 is fully incorporated into this application by reference.
В технике существует потребность в улучшенных системах и способах вторичной добычи нефти. При этом в технике существует потребность в улучшенных системах и способах вторичной добычи нефти с использованием растворителя, например путем снижения вязкости, эффекта реагентов и ввода смешивающихся веществ. Кроме того в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для ввода смешивающихся растворителей.There is a need in the art for improved systems and methods for secondary oil recovery. At the same time, there is a need in the art for improved systems and methods for the secondary recovery of oil using a solvent, for example, by reducing the viscosity, the effect of reagents and introducing miscible substances. In addition, there is a need in the art for improved systems and methods for introducing miscible solvents.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В одном из аспектов изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второго пласта нефти и/или газа; где первый пласт и второй пласт включают в себя внутреннюю часть системы; некоторое множество барьерных скважин за пределами первой скважины и второй скважины; и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента.In one aspect of the invention, there is provided a system for producing oil and / or gas from an underground formation, including: a first well in the formation; a mechanism for pumping into the first well a miscible, enhanced oil recovery composition; a second well in the formation; a mechanism for producing oil and / or gas from a second formation; where the first layer and the second layer include the interior of the system; a plurality of barrier wells outside the first well and the second well; and a mechanism for pumping a barrier agent into the barrier wells.
В другом аспекте изобретения предлагается способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в пласт сероуглеродной композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт из множества барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение из нефти и/или газа сероуглеродной композиции (в случае ее присутствия) и последующее закачивание в пласт по крайней мере части извлеченной сероуглеродной композиции.In another aspect of the invention, there is provided a method for producing oil and / or gas, comprising pumping a carbon disulfide composition into a formation through a first well; production of oil and / or gas from the formation through a second well; and pumping the barrier agent into the formation from a variety of barrier wells. In some embodiments, the method also includes recovering from the oil and / or gas the carbon disulfide composition (if present) and then injecting at least a portion of the recovered carbon disulfide composition into the formation.
В еще одном аспекте изобретения предлагается способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание в пласт барьерного агента через барьерные скважины.In yet another aspect of the invention, there is provided a method for producing oil and / or gas, comprising injecting into the formation a miscible, enhanced oil recovery composition through a first well; production of oil and / or gas from the formation through a second well; and pumping a barrier agent into the formation through barrier wells.
Преимущества изобретения включают одно или более из следующих:Advantages of the invention include one or more of the following:
Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.Improved systems and methods for increasing the production of hydrocarbons from the formation using a solvent.
Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи из пласта углеводородов с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.Improved systems and methods for increasing production of hydrocarbons from a formation using a fluid containing a miscible solvent.
Усовершенствованные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.Improved compositions and / or methods for secondary hydrocarbon production.
Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи.Improved oil recovery systems and methods.
Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием смешивающегося растворителя.Improved systems and methods for enhancing oil recovery using a miscible solvent.
Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием соединения, которое смешивается с нефтью в пласте.Improved oil recovery systems and methods using a compound that mixes with oil in the reservoir.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг.1 - нефте- и/или газодобывающая система.Figure 1 - oil and / or gas production system.
Фиг.2а - иллюстрация размещения скважин.Figure 2a is an illustration of well placement.
Фиг.2b и 2c - иллюстрация размещения скважин на фиг.2a в условиях процессов вторичной добычи нефти.Fig.2b and 2c is an illustration of the placement of wells in Fig.2a in the conditions of the processes of secondary oil production.
Фиг.3a-3c - иллюстрация нефте- и/или газодобывающих систем.Figa-3c is an illustration of oil and / or gas production systems.
Фиг.4 - иллюстрация размещения скважин.Figure 4 is an illustration of the placement of wells.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Фиг.2a:Figa:
Обратимся теперь к фиг.2a, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).Turning now to FIG. 2a, which illustrates some embodiments of an array of 200 wells. The well
Массив 200 ограничивает эксплуатационный участок, заключенный в прямоугольник. Массив 200 ограничивает внутреннюю часть системы. За пределами массива 200 расположено множество барьерных скважин 250.
Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 202 скважин на расстоянии 230. Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 202 скважин на расстоянии 232.Each well from
Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважиной из группы 204 скважин на расстоянии 236. Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважиной из группы 204 скважин на расстоянии 238.Each well from a group of 204 wells is horizontally separated from a neighboring well from a group of 204 wells at a distance of 236. Each well from a group of 204 wells is separated vertically from a neighboring well from a group of 204 wells at a distance of 238.
Как следует из фиг.2a, горизонтальное расстояние 230 и горизонтальное расстояние 236 предполагают расстояния слева направо на странице, а вертикальное расстояние 232 и вертикальное расстояние 238 предполагают расстояния сверху вниз на странице. На практике, массив может состоять из вертикальных скважин, которые перпендикулярны поверхности земли, горизонтальных скважин, которые параллельны поверхности земли, или скважин, которые наклонены к поверхности земли под некоторым углом, например под углом от 30 до 60°.2a,
Каждая скважина в группе 202 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 204 скважин на расстоянии 234. Каждая скважина в группе 204 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 202 скважин на расстоянии 234.Each well in the group of 202 wells is separated from its neighboring wells from a group of 204 wells at a distance of 234. Each well in a group of 204 wells is separated from its neighboring wells from a group of 202 wells at a distance of 234.
В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 204 скважин. В некоторых вариантах на расстоянии 238 осуществления каждая скважина в группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 202 скважин.In some embodiments, each well in a group of 202 wells is surrounded by four wells in a group of 204 wells. In some embodiments, at a distance of 238, each well in the
В некоторых вариантах осуществления горизонтальное расстояние 230 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.In some embodiments, the
В некоторых вариантах осуществления вертикальное расстояние 232 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.In some embodiments, the
В некоторых вариантах осуществления горизонтальное расстояние 236 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.In some embodiments, the
В некоторых вариантах осуществления вертикальное расстояние 238 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.In some embodiments, the
В некоторых вариантах осуществления расстояние 234 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.In some embodiments, the
В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин может включать в себя от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин. В этой компоновке может быть размещено от примерно 2 до примерно 1000 барьерных скважин 250, например от примерно 5 до примерно 500 или от примерно 10 до примерно 200.In some embodiments, an array of 200 wells may include from about 10 to about 1000 wells, for example from about 5 to about 500 wells in a group of 202 wells and from about 5 to about 500 wells in a group of 204 wells. In this arrangement, from about 2 to about 1000
В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин представляется как вид сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин являются вертикальными скважинами, распределенными на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин представляется как вид в поперечном сечении, где группа 202 скважин и группа 204 скважин являются горизонтальными скважинами, распределенными внутри какого-либо пласта.In some embodiments, the implementation of the array of 200 wells is represented as a top view, where a group of 202 wells and a group of 204 wells are vertical wells, distributed on a piece of land. In some embodiments, an array of 200 wells is presented as a cross-sectional view where a group of 202 wells and a group of 204 wells are horizontal wells distributed within a formation.
Добыча нефти и/или газа из подземного пласта с помощью массива 200 скважин может осуществляться любым известным способом. Подходящие способы включают в себя подводную добычу, поверхностную добычу, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор способа, применяемого для добычи нефти и/или газа из подземного пласта не является принципиальным.The production of oil and / or gas from an underground reservoir using an array of 200 wells may be carried out in any known manner. Suitable methods include subsea production, surface mining, primary, secondary or tertiary mining. The choice of the method used for the extraction of oil and / or gas from an underground reservoir is not fundamental.
Барьерное ограждение нефти и/или газа и/или агента для вторичной добычи нефти с помощью барьерных скважин 250 может осуществляться любым известным способом. Подходящие способы включают в себя закачивание в барьерные скважины 250 воды, пероксида, такого как пероксид водорода или раствор пероксида водорода в воде, диоксида углерода, природного газа или других газообразных или жидких углеводородов, азота, воздуха, рассола или других жидкостей или газов. В другом варианте осуществления барьерные скважины 250 могут использоваться для создания замороженного стенового барьера. Один из таких замороженных стеновых барьеров описан в патенте США №7,225,866, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Выбор способа для барьерного ограждения нефти и/или газа и/или агента для вторичной добычи нефти с помощью барьерных скважин 250 не является принципиальным.Barrier shielding of oil and / or gas and / or agent for secondary oil production using
В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут выводиться из пласта в скважину и проходить далее по скважине и отходящему от скважины трубопроводу к какой-либо установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления потока нефти и/или газа из пласта может использоваться вторичная добыча нефти с применением какого-либо агента, например водяного пара, воды, поверхностно-активного вещества, ввода полимера, и/или какого-либо смешивающегося агента, такого как сероуглеродная композиция или диоксид углерода.In some embodiments, the implementation of oil and / or gas may be removed from the formation into the well and pass further down the well and the pipeline leaving the well to any installation. In some embodiments, secondary oil recovery using any agent, such as water vapor, water, a surfactant, polymer injection, and / or some miscible agent, can be used to enhance the flow of oil and / or gas from the formation. as a carbon disulfide composition or carbon dioxide.
В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать какое-либо сернистое соединение. Сернистым соединением могут быть сероводород, меркаптаны, отличные от сероводорода сульфиды и дисульфиды или гетероциклические соединения серы, например тиофены, бензотиофены или замещенные и конденсированные дибензотиофены или их смеси.In some embodiments, oil and / or gas produced from the formation may include any sulfur compound. The sulfur compound may be hydrogen sulfide, mercaptans, sulfides and disulfides other than hydrogen sulfide, or heterocyclic sulfur compounds, for example thiophenes, benzothiophenes, or substituted and condensed dibenzothiophenes or mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления сернистое соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродную композицию. Превращение по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродную композицию может осуществляться любыми известными способами. Подходящие способы могут включать в себя реакцию окисления сернистого соединения до серы или диоксидов серы и реакцию серы и/или диоксида серы с углеродом и/или с каким-либо углеродсодержащим соединением, в результате которой образуется сероуглеродная композиция. Выбор способа превращения по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродную композицию не является принципиальным.In some embodiments, a sulfur compound from the formation may be converted to a carbon disulfide composition. The conversion of at least a portion of the sulfur compound to a carbon disulfide composition may be carried out by any known methods. Suitable methods may include the reaction of oxidizing the sulfur compound to sulfur or sulfur dioxide, and the reaction of sulfur and / or sulfur dioxide with carbon and / or with some carbon-containing compound to form a carbon disulfide composition. The selection of a method for converting at least a portion of a sulfur compound into a carbon disulfide composition is not critical.
В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом для вторичной добычи нефти может быть сероуглеродная композиция. Сероуглеродная композиция может включать в себя сероуглерод и/или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, необязательно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.In some embodiments, a suitable miscible oil recovery agent may be a carbon disulfide composition. The carbon disulfide composition may include carbon disulfide and / or carbon disulfide derivatives, for example thiocarbonates, xanthates and mixtures thereof and, optionally, one or more of the following compounds: hydrogen sulfide, sulfur, carbon dioxide, hydrocarbons and mixtures thereof.
Подходящий для некоторых вариантов осуществления способ получения сероуглеродной композиции раскрыт в поданной одновременно патентной заявке США №11/409,436, зарегистрированной 19 апреля 2006 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2616. Патентная заявка США №11/409,436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.A suitable process for producing a carbon disulfide composition for some embodiments is disclosed in US Patent Application Serial No. 11 / 409,436, filed April 19, 2006, and having patent attorney registration number TH2616. U.S. Patent Application No. 11 / 409,436 is fully incorporated into this application by reference.
Фиг.2b:Fig.2b:
Обратимся теперь к фиг.2b, на которой иллюстрируются некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями). Вокруг массива 200 скважин расположены барьерные скважины 250.Turning now to FIG. 2b, some embodiments of an array of 200 wells are illustrated. An array of 200 wells includes a group of 202 wells (indicated by horizontal lines) and a group of 204 wells (indicated by diagonal lines). Around the array of 200 wells are located
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а нефть добывается из группы 202 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 208 нагнетания, а для группы 202 скважин действует контур 206 добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 202 добывающих скважин.In some embodiments, a miscible oil recovery agent is pumped into a group of 204 wells, and oil is produced from a group of 202 wells. As follows from the illustration, the miscible agent for secondary oil production has an
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а нефть добывается из группы 202 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 206 нагнетания, а для группы 204 скважин действует контур 208 добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может быть использован для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 204 добывающих скважин.In some embodiments, a miscible oil recovery agent is pumped into a group of 204 wells, and oil is produced from a group of 202 wells. As follows from the illustration, the miscible agent for secondary oil production has an
В некоторых вариантах осуществления группа 202 скважин может быть использована для закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; после чего группа 204 скважин может быть использована для закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, и при этом первый и второй периоды времени составляют определенный цикл.In some embodiments, a group of 202 wells may be used to pump a miscible agent for secondary oil production, and a group of 204 wells may be used to produce oil and / or gas from the formation for a first period of time; after which a group of 204 wells can be used to pump a miscible agent for secondary oil production, and a group of 202 wells can be used to produce oil and / or gas from the reservoir during a second period of time, and the first and second time periods make up a certain cycle .
В некоторых вариантах осуществления может быть проведено множество циклов, которые включают в себя поочередное выполнение группами 202 и 204 закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и добычи нефти и/или газа из пласта, в процессе чего одна группа скважин является нагнетательной, а другая добывающей в течение первого периода времени, в то время как в течение второго периода времени функции этих групп переключаются.In some embodiments, many cycles may be performed that include alternating between
В некоторых вариантах осуществления цикл может составлять от примерно 12 час до примерно 1 года, или от примерно 3 суток до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 суток до примерно 3 месяцев. В некоторых вариантах осуществления каждый цикл может удлиняться во времени, например каждый цикл может быть на от примерно 5% до примерно 10% более долгим, чем предшествующий цикл, например на примерно 8% более долгим.In some embodiments, a cycle may be from about 12 hours to about 1 year, or from about 3 days to about 6 months, or from about 5 days to about 3 months. In some embodiments, each cycle can be extended over time, for example, each cycle can be about 5% to about 10% longer than the previous cycle, for example, about 8% longer.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти или смесь, содержащая смешивающийся агент для вторичной добычи нефти, может закачиваться в начале цикла, в то время как в конце цикла может закачиваться несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти или смесь, содержащая несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления начало цикла может составлять от первых 10 до примерно 80% цикла, или от первых 20 до примерно 60% цикла, или от первых 25 до примерно 40% цикла, а концом цикла может быть его оставшаяся часть.In some embodiments, a miscible oil recovery agent or a mixture containing a miscible oil recovery agent may be pumped at the beginning of the cycle, while at the end of the cycle an immiscible oil recovery agent or a mixture containing an immiscible secondary oil agent may be pumped. oil production. In some embodiments, the start of the cycle may be from the first 10 to about 80% of the cycle, or from the first 20 to about 60% of the cycle, or from the first 25 to about 40% of the cycle, and the end of the cycle may be the remainder.
В некоторых вариантах осуществления подходящими смешивающимися агентами для вторичной добычи нефти могут быть сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный природный газ, алифатические C2-C6-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спириты, лигроин-растворитель, растворитель асфальта, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из них, или другие известные в технике агенты для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящими смешивающимися агентами для вторичной добычи нефти являются агенты для вторичной добычи нефти, смешивающиеся при первом контакте или при множестве контактов с нефтью в пласте.In some embodiments, suitable secondary miscible oil miscible agents may include carbon disulfide, hydrogen sulfide, carbon dioxide, octane, pentane, liquefied natural gas, aliphatic C 2 -C 6 hydrocarbons, nitrogen, diesel, white spirits, naphtha, asphalt solvent, kerosene, acetone, xylene, trichloroethane or mixtures of two or more of them, or other agents for the secondary oil recovery known in the art. In some embodiments, suitable secondary miscible oil miscible agents are secondary oil miscible miscible agents upon first contact or multiple contact with oil in the formation.
В некоторых вариантах осуществления подходящими несмешивающимися агентами для вторичной добычи нефти могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смесь двух или более из них или другие известные в технике агенты для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящими несмешивающимися агентами для вторичной добычи нефти являются агенты для вторичной добычи нефти, не смешивающиеся при первом контакте или при множестве контактов с нефтью в пласте.In some embodiments, suitable non-miscible agents for secondary oil recovery may be water in gaseous or liquid form, air, a mixture of two or more of them, or other agents known in the art for secondary oil recovery. In some embodiments, suitable secondary oil miscible agents are secondary oil miscible agents which are not miscible upon first contact or multiple contact with oil in the formation.
В некоторых вариантах осуществления несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти и/или смешивающийся агент для вторичной добычи нефти могут использоваться в качестве барьерного агента и закачиваться в барьерные скважины 250.In some embodiments, an immiscible agent for secondary oil recovery and / or a miscible agent for secondary oil recovery can be used as a barrier agent and pumped into
В некоторых вариантах осуществления закаченные в пласт несмешивающийся и/или смешивающийся агенты для вторичной добычи нефти могут извлекаться из добытой нефти и/или газа и повторно закачиваться в пласт.In some embodiments, non-miscible and / or miscible secondary oil-injected agents injected into the formation may be recovered from the produced oil and / or gas and re-injected into the formation.
В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в пласте до закачивания каких-либо агентов для вторичной добычи нефти, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 спз, или по меньшей мере примерно 500 спз, или по меньшей мере примерно 1000 спз, или по меньшей мере примерно 2000 спз, или по меньшей мере примерно 5000 спз, или по меньшей мере примерно 10000 спз. В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в пласте до закачивания каких-либо агентов для вторичной добычи нефти, имеет вязкость до примерно 5000000 спз, или до примерно 2000000 спз, или до примерно 1000000 спз, или до примерно 500000 спз.In some embodiments, the oil contained in the formation prior to injecting any secondary oil recovery agent has a viscosity of at least about 100 cps, or at least about 500 cps, or at least about 1000 cps, or at least about 2,000 cps, or at least about 5,000 cps, or at least about 10,000 cps. In some embodiments, the oil contained in the formation prior to injection of any secondary oil recovery agent has a viscosity of up to about 5,000,000 spr, or up to about 2,000,000 spf, or up to about 1,000,000 spf, or up to about 500,000 spf.
Фиг.2c:Fig.2c:
Обратимся теперь к фиг.2c, на которой иллюстрируются некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями). За пределами массива 200 располагается множество барьерных скважин 250, образуя периметр вокруг массива 200.Turning now to FIG. 2c, some embodiments of an array of 200 wells are illustrated. The
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а из группы 204 скважин добывается нефть. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 208 нагнетания, который перекрывается с контуром 206 добычи нефти, который действует для группы 202 скважин. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 202 добывающих скважин. После некоторого достаточного периода времени контур нагнетания барьерного агента может перекрываться одним или более контуров: контуром 208 нагнетания и контуром 206 добычи нефти, вследствие чего агент для вторичной добычи нефти оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего нефть и/или газ оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего барьерный агент выводится к группе 202 скважин.In some embodiments, a miscible oil recovery agent is pumped into a group of 204 wells, and oil is produced from a group of 204 wells. As follows from the illustration, the miscible agent for secondary oil production has an
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 202 скважин, а нефть добывается из группы 204 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 206 нагнетания, который перекрывается на участке 210 контуром 208 добычи нефти, действующим для группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 204 добывающих скважин. После некоторого достаточного периода времени контур нагнетания барьерного агента может перекрываться одним или более контуров: контуром 208 нагнетания и контуром 206 добычи нефти, вследствие чего агент для вторичной добычи нефти оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего нефть и/или газ оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего барьерный агент выводится к группе 204 скважин.In some embodiments, a miscible oil recovery agent is pumped into a group of 202 wells, and oil is produced from a group of 204 wells. As follows from the illustration, the miscible agent for secondary oil production has an
Выпуск по крайней мере части смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов может осуществляться любым известным способом. Одним из подходящих способов является закачивание смешивающейся [сероуглеродной], повышающей нефтеотдачу композиции в отдельный трубопровод в отдельной скважине с последующей выдержкой для впитывания сероуглеродной композиции и откачиванием по крайней мере части сероуглеродной композиции с газом и/или жидкостями. Другим подходящим способом является закачивание смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в первую скважину с последующим откачиванием по крайней мере части смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа, применяемого для закачивания по крайней мере части смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции и/или других жидкостей и/или газов не является принципиальным.The release of at least a portion of the miscible agent for the secondary recovery of oil and / or other liquids and / or gases may be carried out by any known method. One suitable method is to pump a miscible [carbon disulfide] that improves the oil recovery of the composition into a separate pipeline in a separate well, followed by soaking to absorb the carbon disulfide composition and pumping at least a portion of the carbon disulfide composition with gas and / or liquids. Another suitable method is to pump a miscible, enhanced oil recovery composition into the first well, followed by pumping at least a portion of the miscible, enhanced oil recovery composition together with gas and / or liquids through the second well. The choice of the method used to pump at least part of a miscible, enhanced oil recovery composition and / or other liquids and / or gases is not critical.
В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением в пределах до давления гидравлического разрыва пласта.In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition and / or other fluids and / or gases can be injected into the formation under pressure up to the fracture pressure.
В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть смешана с нефтью или газом в пласте с образованием смеси, которая может быть выведена из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может быть закачано в скважину и вслед за ней закачан какой-либо другой компонент с целью продавливания композиции через пласт. Для продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции вдоль пласта могут использоваться, например, воздух, вода в жидкой или газообразной форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition may be mixed with oil or gas in the formation to form a mixture that can be withdrawn from the well. In some embodiments, a certain amount of a miscible, enhanced oil recovery composition can be pumped into the well and some other component pumped to push the composition through the formation. For squeezing a miscible, enhanced oil recovery composition along the formation, for example, air, water in liquid or gaseous form, carbon dioxide, other gases, other liquids and / or mixtures thereof can be used.
В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция перед ее закачиванием в пласт может быть нагрета с целью снижения вязкости флюидов в пласте, например тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и т.д.In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition can be heated before it is injected into the formation to reduce the viscosity of the fluids in the formation, such as heavy oils, paraffins, asphaltenes, etc.
В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости флюидов в пласте смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может нагреваться и/или кипятиться, находясь внутри пласта, с использованием нагретого флюида или какого-либо нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в пласте может быть использована горячая вода и/или водяной пар.In some embodiments, in order to reduce the viscosity of the fluids in the formation, the miscible, enhanced oil recovery composition may be heated and / or boiled while inside the formation using a heated fluid or some kind of heater. In some embodiments, hot water and / or steam may be used to heat and / or vaporize the miscible, enhanced oil recovery composition in the formation.
В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может нагреваться и/или кипятиться, находясь внутри пласта, с использованием нагревателя. Один из подходящих нагревателей раскрыт в одновременно поданной патентной заявке Соединенных штатов №10/693,816, зарегистрированной 24 октября 2003 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2557. Заявка Соединенных штатов №10/693,816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition may be heated and / or boiled while inside the formation using a heater. One suitable heater is disclosed in the concurrently filed United States Patent Application No. 10 / 693,816, registered October 24, 2003, and having patent attorney registration number TH2557. United States Application No. 10 / 693,816 is hereby incorporated by reference in its entirety.
Фиг.3a и 3b:Figa and 3b:
Обратимся теперь к фиг.3a и 3b, которые иллюстрируют некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся системы 300. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности расположена добывающая установка 310. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Участки 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях разломлены и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 выводятся в участки 314, в скважину 312 и направляются к установке 310. Далее на установке 310 происходит разделение на газ, который направляется на блок газопереработки 316, и жидкость, которая направляется в хранилище 318 для жидкости. На установке 310 имеется также хранилище 330 для смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. Как следует из фиг.3a, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может закачиваться вниз по скважине 312, которая показана с помощью направленной вниз стрелки, и далее в пласт 306. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть оставлена для впитывания в пласте на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 час.Referring now to FIGS. 3a and 3b, which illustrate some embodiments of the
Для удержания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции между барьерной скважиной 350 и барьерной скважиной 360 барьерная скважина 350 имеет нагнетательный механизм 352, а барьерная скважина 360 нагнетательный механизм 362. Нагнетательные механизмы 352 и 362 могут использоваться для закачивания барьерного агента, например хладагента для создания замороженной стены, цемента, жидкой серы или какой-либо жидкости или газа таких как вода, пероксид, раствор пероксида, диоксид углерода, природный газ, другие C1-C15-углеводороды, азот или воздух.To hold a miscible, enhanced oil recovery composition between the barrier well 350 and the barrier well 360, the barrier well 350 has an
После периода впитывания, как это показано на фиг.3b, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и нефть и/или газ возвращаются вверх по скважине 312 к установке 310. Установка 310 предназначена для разделения и/или рециркуляции смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, например путем кипячения композиции, сгущения, фильтрации или химической реакции с последующей повторной закачкой композиции в скважину 312, причем показанный на фиг.3a и 3b цикл впитывания повторяется от примерно 2 до примерно 5 раз.After an absorption period, as shown in FIG. 3b, the miscible, enhanced oil recovery composition and oil and / or gas are returned uphole 312 to the
В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может закачиваться в пласт 306 при давлении ниже давления гидравлического разлома пласта, составляющем, например, от примерно 40 до примерно 90% давления гидравлического разлома пласта.In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition may be injected into the
В некоторых вариантах осуществления показанная на фиг.3a скважина 312 для закачки в пласт 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин, а показанная на фиг.3b скважина 312 для добычи из пласта 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин.In some embodiments, the injection well 312 shown in FIG. 3a may serve as a representative well from a group of 202 wells, and the well 312 shown in FIG. 3b may serve as a representative well from a group of 204 wells .
В некоторых вариантах осуществления показанная на фиг.3a скважина 312 для закачки в пласт 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин, а показанная на фиг.3b скважина 312 для добычи из пласта 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин.In some embodiments, the injection well 312 shown in FIG. 3a may serve as a representative well from a group of 204 wells, and the well 312 shown in FIG. 3b may be a representative well from a group of 206 wells .
Фиг.3c:Fig. 3c:
Обратимся теперь к фиг.3c, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся системы 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, подземный пласт 404, подземный пласт 406 и подземный пласт 408. На поверхности расположена добывающая установка 410. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Участки 414 могут быть в некоторых случаях разломлены и/или перфорированы. После вывода нефти и газа из пласта 406 они поступают в участки 414 и направляются вверх по скважине 412 к добывающей установке 410. Газ и жидкость могут разделяться, после чего газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. На добывающей установке 410 может производиться и/или храниться смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция, которая может изготовляться и храниться в блоке 430 производства/хранения. Сероводород и/или другие серусодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок 430 производства и хранения смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция закачивается вниз по скважине 432 к участкам 434 пласта 406. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция проходит через пласт 406 с целью облегчения добычи нефти и/или газа, после чего смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция вместе с нефтью и/или газом может быть выведена к скважине 412 и затем к добывающей установке 410. После этого смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть направлена на рециркуляцию, с целью чего композицию подвергают, например, кипячению, сгущению, фильтрации или химической реакции с последующим повторным закачиванием композиции в скважину 432.Referring now to FIG. 3c, which illustrates some embodiments of the
Для удержания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции между барьерной скважиной 450 и барьерной скважиной 460 барьерная скважина 450 имеет нагнетательный механизм 452, а барьерная скважина 460 нагнетательный механизм 462. Нагнетательные механизмы 452 и 462 могут использоваться для закачивания барьерного агента, например хладагента с целью создания замороженной стены, цемента, жидкой серы или какой-либо жидкости или газа таких как вода, пероксид, раствор пероксида, диоксид углерода, природный газ, другие C1-C15-углеводороды, азот или воздух, или их смеси.To hold a miscible, enhanced oil recovery composition between barrier well 450 and barrier well 460, barrier well 450 has an
В некоторых вариантах осуществления в скважину 432 может быть закачано некоторое количество смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции или смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, смешанной с другими компонентами, и после этого закачан какой-либо другой компонент с целью продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции или смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, смешанной с другими компонентами, через пласт 406, например, воздух, вода в газообразной или жидкой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.In some embodiments, a quantity of a miscible, enhanced oil recovery composition, or a miscible enhanced oil recovery composition mixed with other components may be pumped into well 432, and thereafter, some other component may be pumped to push the miscible enhanced oil recovery composition or miscible increasing oil recovery of the composition mixed with other components through the
В некоторых вариантах осуществления скважина 412 для добычи нефти и/или газа может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин, а скважина 432 для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин.In some embodiments, a well 412 for producing oil and / or gas may serve as a representative well from a group of 202 wells, and a well 432 for injecting a miscible, enhanced oil recovery composition may serve as a representative well from a group of 204 wells.
В некоторых вариантах осуществления скважина 412 для добычи нефти и/или газа может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин, а скважина 432 для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин.In some embodiments, a well 412 for producing oil and / or gas may serve as a representative well from a group of 204 wells, and a well 432 for injecting a miscible, enhanced oil recovery composition may serve as a representative well from a group of 202 wells.
Фиг.4:Figure 4:
Обратимся теперь к фиг.4, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся массива 500 скважин. Массив 500 скважин включает группу 502 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 504 скважин (обозначенную диагональными линиями).Turning now to FIG. 4, which illustrates some embodiments of the invention regarding an array of 500 wells. An array of 500 wells includes a group of 502 wells (indicated by horizontal lines) and a group of 504 wells (indicated by diagonal lines).
Массив 500 ограничивает эксплуатационный участок, заключенный в прямоугольник. Массив 200 ограничивает внутреннюю часть системы. За пределами массива 200 расположены внутренние барьерные скважины 550 и внешние барьерные скважины 552. Могут быть созданы и другие линии барьерных скважин (не показаны).
В некоторых вариантах осуществления барьерный агент может закачиваться во внутренние барьерные скважины 550 и во внешние барьерные скважины 552. В других вариантах осуществления барьерный агент может закачиваться во внешние барьерные скважины 552, а из внутренних барьерных скважин 550 могут выводиться барьерный агент, нефть и/или газ, и/или агент для вторичной добычи нефти.In some embodiments, the barrier agent may be pumped into the
Каждая скважина из группы 502 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 502 скважин на расстоянии 530. Каждая скважина из группы 502 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 502 скважин на расстоянии 532.Each well from
Каждая скважина из группы 504 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 504 скважин на расстоянии 536. Каждая скважина из группы 504 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 504 скважин на расстоянии 538.Each well from
Каждая скважина в группе 502 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 504 скважин на расстоянии 534. Каждая скважина в группе 504 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 502 скважин на расстоянии 534.Each well in
В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 502 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 504 скважин. В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 504 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 502 скважин.In some embodiments, each well in
Альтернативы:Alternatives:
В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, добываемые из скважины 212 и/или 312, могут транспортироваться на какое-либо нефтеперерабатывающее предприятие и/или какую-либо обработочную установку. Нефть и/или газ могут перерабатываться с целью производства промышленных продуктов, таких как транспортные топлива (бензин и дизельное топливо), топливо для отопительных систем, смазочные материалы, химические реагенты и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с целью получения одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, и/или одна или более дистиллятных фракций могут быть подвергнуты одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, гидроочистке, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, смешиванию различных фракций и депарафинизации.In some embodiments, oil and / or gas produced from the well 212 and / or 312 may be transported to some refinery and / or some processing facility. Oil and / or gas can be processed to produce industrial products, such as transport fuels (gasoline and diesel), heating systems, lubricants, chemicals and / or polymers. Processing may include distillation and / or fractional distillation of oil and / or gas in order to obtain one or more distillate fractions. In some embodiments, the oil and / or gas and / or one or more distillate fractions can be subjected to one or more of the following processes: catalytic cracking, hydrocracking, hydrotreating, coking, thermal cracking, distillation, reforming, polymerization, isomerization, alkylation, mixing various fractions and dewaxing.
Иллюстративные варианты осуществленияIllustrative Embodiments
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую скважину в пласте; механизм для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в первую скважину; вторую скважину в пласте; механизм для добычи нефти и/или газа из второй скважины; где первая скважина и вторая скважина заключают в себе внутреннюю часть системы; множество барьерных скважин за пределами первой скважины и второй скважины; и механизм для закачивания барьерного агента в барьерные скважины. В некоторых вариантах осуществления первая скважина находится на расстоянии от 10 м до 1 км от второй скважины. В некоторых вариантах осуществления пласт расположен вблизи большой массы воды. В некоторых вариантах осуществления система включает также механизм для закачивания в пласт несмешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции после выпуска в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. В некоторых вариантах осуществления система также включает смешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из сероуглеродной композиции, сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного природного газа, алифатических C2-C6-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спиритов, лигроина-растворителя, растворителя асфальта, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей. В некоторых вариантах осуществления система включает также несмешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления система также включает первый массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин, и второй массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, содержащую сероуглеродную композицию. В некоторых вариантах осуществления система включает также механизм для вывода из пласта сероуглеродной композиции. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт содержит в себе нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 спз. В некоторых вариантах осуществления первая скважина имеет в пласте контур смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, а вторая скважина имеет в пласте нефтедобывающий контур и при этом в системе имеется перекрывание между контуром смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции и нефтедобывающим контуром. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент выбирается из группы, состоящей из хладагента, воды, рассола, пероксида, растворов пероксида, азота, воздуха, диоксида углерода, природного газа, других C1-C15-углеводородов и их смесей. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент содержит воду. В некоторых вариантах осуществления из второй скважины выводится барьерный агент. В некоторых вариантах осуществления из второй скважины выводится барьерный агент, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и нефть и/или газ.In one embodiment, a system is disclosed for producing oil and / or gas from an underground formation, including: a first well in the formation; a mechanism for pumping a miscible, enhanced oil recovery composition into the first well; a second well in the formation; a mechanism for producing oil and / or gas from a second well; where the first well and the second well comprise the interior of the system; many barrier wells outside the first well and the second well; and a mechanism for pumping the barrier agent into the barrier wells. In some embodiments, the first well is located at a distance of 10 m to 1 km from the second well. In some embodiments, the formation is located near a large mass of water. In some embodiments, the system also includes a mechanism for injecting an immiscible, enhanced oil recovery composition into the formation after releasing a mixed, enhanced oil recovery composition into the formation. In some embodiments, the system also includes a miscible, enhanced oil recovery composition selected from the group consisting of a carbon disulfide composition, hydrogen sulfide, carbon dioxide, octane, pentane, liquefied natural gas, aliphatic C 2 -C 6 hydrocarbons, nitrogen, diesel, white -spirits, naphtha solvent, asphalt solvent, kerosene, acetone, xylene, trichloroethane and mixtures thereof. In some embodiments, the system also includes an immiscible, enhanced oil recovery composition selected from the group consisting of water in a gaseous or liquid form, air, and mixtures thereof. In some embodiments, the system also includes a first array of wells, comprising from 5 to 500 wells, and a second array of wells, comprising from 5 to 500 wells. In some embodiments, the system also includes a miscible, enhanced oil recovery composition comprising a carbon disulfide composition. In some embodiments, the system also includes a mechanism for withdrawing a carbon disulfide composition from the formation. In some embodiments, the subterranean formation comprises oil having a viscosity of 100 to 5,000,000 cps. In some embodiments, the first well has a miscible oil recovery enhancement composition in the formation, and the second well has an oil production enhancement in the formation, and there is overlap in the system between the miscible oil enhancement composition and the oil recovery. In some embodiments, the barrier agent is selected from the group consisting of refrigerant, water, brine, peroxide, solutions of peroxide, nitrogen, air, carbon dioxide, natural gas, other C 1 -C 15 hydrocarbons, and mixtures thereof. In some embodiments, the implementation of the barrier agent contains water. In some embodiments, a barrier agent is withdrawn from a second well. In some embodiments, a barrier agent, a miscible, enhanced oil recovery composition and oil and / or gas are discharged from a second well.
В одном из вариантов осуществления изобретения описан способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание сероуглеродной композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение сероуглеродной композиции из нефти и/или газа (если присутствует) с последующим закачиванием в пласт по крайней мере части извлеченной сероуглеродной композиции. В некоторых вариантах осуществления закачивание сероуглеродной композиции включает закачивание в пласт по крайней мере части сероуглеродной композиции в смеси с одним или более углеводородами; сернистыми соединениями отличными от сероуглерода; диоксидом углерода; оксидом углерода; или их смесями. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагрев сероуглеродной композиции перед закачиванием сероуглеродной композиции в пласт или во время ее нахождения внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродная композиция закачивается под давлением на от 0 до 37000 кПа выше исходного давления в коллекторе, измеренном до начала закачивания сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт обладает проницаемостью от 0,0001 до 15 Дарси, например проницаемостью от 0,001 до 1 Дарси. В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в подземном пласте до закачивания сероуглеродной композиции, содержит серу в количестве от 0,5 до 5%, например от 1 до 3%. В некоторых вариантах осуществления способ также включает превращение по крайней мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, топливо для отопительных систем, химические реагенты, смазочные материалы, химические реагенты и/или полимеры.In one embodiment of the invention, a method for producing oil and / or gas is described, comprising pumping a carbon disulfide composition through a first well; production of oil and / or gas from the formation through a second well; and pumping the barrier agent into the formation through multiple barrier wells. In some embodiments, the method also includes recovering the carbon disulfide composition from oil and / or gas (if present), and then injecting at least a portion of the recovered carbon disulfide composition into the formation. In some embodiments, injecting a carbon disulfide composition includes injecting at least a portion of the carbon disulfide composition into the formation in admixture with one or more hydrocarbons; sulfur compounds other than carbon disulfide; carbon dioxide; carbon monoxide; or mixtures thereof. In some embodiments, the method also includes heating the carbon disulfide composition before pumping the carbon disulfide composition into the formation or while it is inside the formation. In some embodiments, the carbon disulfide composition is injected at a pressure of 0 to 37,000 kPa above the initial pressure in the reservoir, measured prior to the start of carbon disulfide injection. In some embodiments, the subterranean formation has a permeability of from 0.0001 to 15 Darcy, for example a permeability of from 0.001 to 1 Darcy. In some embodiments, the oil contained in the subterranean formation prior to injection of the carbon disulfide composition contains sulfur in an amount of from 0.5 to 5%, for example from 1 to 3%. In some embodiments, the method also includes converting at least a portion of the produced oil and / or gas into a material selected from the group consisting of transport fuels, such as gasoline and diesel fuel, heating oil, chemicals, lubricants, chemicals and / or polymers.
В одном из вариантов осуществления раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий в себя закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ включает также закачивание в пласт несмешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции после закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции с целью продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через пласт. В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция содержит сероуглеродную композицию.In one embodiment, a method for producing oil and / or gas is disclosed, which comprises injecting into the formation a miscible, enhanced oil recovery composition through a first well; production of oil and / or gas from the formation through a second well; and pumping the barrier agent into the formation through multiple barrier wells. In some embodiments, the method also includes injecting a non-miscible, enhanced oil recovery composition into the formation after injecting a miscible, enhanced oil recovery composition to push the mixed, enhanced oil recovery composition through the formation. In some embodiments, a miscible, enhanced oil recovery composition comprises a carbon disulfide composition.
Для специалистов является очевидным, что возможны многочисленные модификации и варианты в рамках раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигураций, материалов и способов без отхода от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и ее функциональных эквивалентов не должен быть ограничен описанными и проиллюстрированными в заявке конкретными вариантами осуществления, которые по своей природе являются не более чем примерами.For specialists, it is obvious that numerous modifications and variations are possible within the scope of the disclosed embodiments of the invention, configurations, materials and methods without departing from their essence and scope. Accordingly, the scope of the appended claims and their functional equivalents should not be limited to the specific embodiments described and illustrated in the application, which by their nature are nothing more than examples.
Claims (26)
первую скважину в пласте;
механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу;
вторую скважину в пласте;
механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа;
при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы;
множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины; и
механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины.1. A system for producing oil and / or gas from an underground reservoir, comprising:
the first well in the formation;
a mechanism for pumping into the first well a miscible composition that improves oil recovery;
a second well in the formation;
a mechanism for producing oil and / or gas from a second well;
wherein the first well and the second well are an internal part of the system;
a plurality of barrier wells outside the first well and the second well; and
a mechanism for pumping a barrier agent into barrier wells to displace a miscible oil recovery enhancing composition and / or oil or gas in the formation to a second well for production from said second well.
закачивание в пласт сероуглеродной композиции через первую скважину;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и
закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин для вытеснения сероуглеродной композиции и/или нефти или газа через пласт для добычи из указанной второй скважины.16. A method of producing oil and / or gas, including:
injection into the formation of a carbon disulfide composition through the first well;
production of oil and / or gas from the formation through a second well; and
pumping the barrier agent into the formation through multiple barrier wells to displace the carbon disulfide composition and / or oil or gas through the formation to produce from said second well.
закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, через первую скважину;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и
закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа через пласт для добычи из указанной второй скважины.24. A method of producing oil and / or gas, including:
injection into the reservoir of a miscible, enhanced oil recovery composition, through the first well;
production of oil and / or gas from the formation through a second well; and
pumping the barrier agent into the formation through a plurality of barrier wells to displace the miscible oil recovery enhancing composition and / or oil or gas through the formation to produce from said second well.
закачивание в пласт несмешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции после закачивания смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции для продавливания смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции через пласт.25. The production method according to paragraph 24, further comprising:
injecting an immiscible enhanced oil recovery composition into the formation after injecting a miscible enhanced oil recovery composition to force the miscible enhanced oil recovery composition through the formation.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US8040508P | 2008-07-14 | 2008-07-14 | |
US61/080,405 | 2008-07-14 | ||
PCT/US2009/050530 WO2010009118A1 (en) | 2008-07-14 | 2009-07-14 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011105154A RU2011105154A (en) | 2012-08-20 |
RU2510454C2 true RU2510454C2 (en) | 2014-03-27 |
Family
ID=41550689
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011105154/03A RU2510454C2 (en) | 2008-07-14 | 2009-07-14 | Oil and/or gas extraction system and method (versions) |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20110180254A1 (en) |
EP (1) | EP2318651A1 (en) |
CN (1) | CN102119258A (en) |
AU (1) | AU2009271072B2 (en) |
BR (1) | BRPI0916419A2 (en) |
CA (1) | CA2730284A1 (en) |
MX (1) | MX2011000563A (en) |
RU (1) | RU2510454C2 (en) |
WO (1) | WO2010009118A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2739953A1 (en) * | 2011-02-11 | 2012-08-11 | Cenovus Energy Inc. | Method for displacement of water from a porous and permeable formation |
CA2761321C (en) * | 2011-02-11 | 2014-08-12 | Cenovus Energy, Inc. | Selective displacement of water in pressure communication with a hydrocarbon reservoir |
CN106545321B (en) * | 2015-09-18 | 2019-06-07 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of method and its application of the gravity auxiliary displacement of reservoir oil |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2070962C1 (en) * | 1992-08-21 | 1996-12-27 | Научно-исследовательский и проектный институт по использованию геотермальных и гидроминеральных ресурсов | Method for development of geothermal deposit |
RU2092679C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
US20060213657A1 (en) * | 2001-04-24 | 2006-09-28 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources |
US20080087425A1 (en) * | 2006-08-10 | 2008-04-17 | Chia-Fu Hsu | Methods for producing oil and/or gas |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2798556A (en) * | 1953-06-08 | 1957-07-09 | Exxon Research Engineering Co | Secondary recovery process |
US2994372A (en) * | 1957-12-18 | 1961-08-01 | Jersey Prod Res Co | Method of increasing recovery from oil reservoirs |
US3101782A (en) * | 1960-06-13 | 1963-08-27 | Pure Oil Co | Reverse-flow solvent flooding method |
US3402768A (en) * | 1967-03-29 | 1968-09-24 | Continental Oil Co | Oil recovery method using a nine-spot well pattern |
US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
US3554282A (en) * | 1969-04-01 | 1971-01-12 | Texaco Inc | Method for improving the sweep of underground reservoirs by exploiting individual reservoir segments |
US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
US3838737A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Petroleum production technique |
US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
US3823777A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
US3837399A (en) * | 1973-05-04 | 1974-09-24 | Texaco Inc | Combined multiple solvent miscible flooding water injection technique for use in petroleum formations |
US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
US3983939A (en) * | 1975-10-31 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
US4465136A (en) * | 1982-07-28 | 1984-08-14 | Joseph D. Windisch | Process for enhanced oil recovery from subterranean formations |
US4744417A (en) * | 1987-05-21 | 1988-05-17 | Mobil Oil Corporation | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery |
US5320170A (en) * | 1992-07-30 | 1994-06-14 | Texaco Inc. | Oil recovery process employing horizontal and vertical wells in a modified inverted 5-spot pattern |
US20030081338A1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-05-01 | Wenyao Wang | Method to determine encroachment at spin stand |
US7426959B2 (en) * | 2005-04-21 | 2008-09-23 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
CA2650191A1 (en) * | 2006-04-27 | 2007-11-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
CN101004132A (en) * | 2007-01-04 | 2007-07-25 | 中国石油大学(华东) | Exploitation technique for disgorging thick oil by pouring air to assistant steam |
CN201041023Y (en) * | 2007-05-29 | 2008-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gas-liquid mixed injection method liquid level-lowering induced spraying construction device |
RU2475632C2 (en) * | 2007-10-31 | 2013-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil and/or gas extraction method and system (versions) |
US8102613B2 (en) * | 2009-09-25 | 2012-01-24 | Hitachi Global Storage Technologies Netherlands B.V. | System, method and apparatus for determining track pitch in a hard disk drive to satisfy the requirements of both off-track capacity and adjacent track erasure |
-
2009
- 2009-07-14 MX MX2011000563A patent/MX2011000563A/en unknown
- 2009-07-14 CN CN2009801309912A patent/CN102119258A/en active Pending
- 2009-07-14 RU RU2011105154/03A patent/RU2510454C2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-07-14 EP EP09798649A patent/EP2318651A1/en not_active Withdrawn
- 2009-07-14 BR BRPI0916419A patent/BRPI0916419A2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-07-14 CA CA2730284A patent/CA2730284A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-14 WO PCT/US2009/050530 patent/WO2010009118A1/en active Application Filing
- 2009-07-14 AU AU2009271072A patent/AU2009271072B2/en not_active Ceased
- 2009-07-14 US US13/054,416 patent/US20110180254A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2070962C1 (en) * | 1992-08-21 | 1996-12-27 | Научно-исследовательский и проектный институт по использованию геотермальных и гидроминеральных ресурсов | Method for development of geothermal deposit |
RU2092679C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
US20060213657A1 (en) * | 2001-04-24 | 2006-09-28 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources |
US20080087425A1 (en) * | 2006-08-10 | 2008-04-17 | Chia-Fu Hsu | Methods for producing oil and/or gas |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2009271072A1 (en) | 2010-01-21 |
BRPI0916419A2 (en) | 2017-03-21 |
AU2009271072B2 (en) | 2012-10-11 |
RU2011105154A (en) | 2012-08-20 |
US20110180254A1 (en) | 2011-07-28 |
CA2730284A1 (en) | 2010-01-21 |
EP2318651A1 (en) | 2011-05-11 |
MX2011000563A (en) | 2011-03-30 |
WO2010009118A1 (en) | 2010-01-21 |
CN102119258A (en) | 2011-07-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2435024C2 (en) | Procedures for recovery of oil and/or gas (versions) | |
RU2473792C2 (en) | Oil and/or gas extraction method (versions) | |
RU2494233C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
RU2436940C2 (en) | System and procedure for extraction of oil and/or gas (versions) | |
RU2487236C2 (en) | Method of subsurface formation treatment (versions) and motor fuel produced by this method | |
EA017711B1 (en) | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation | |
RU2494234C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
US20140014375A1 (en) | Enhanced oil recovery methods for producing oil from heavy oil fields | |
RU2510454C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method (versions) | |
RU2498055C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
CA2931900A1 (en) | Sagd well configuration |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160715 |